CN102518415A

CN102518415A - 一种压裂单水平井蒸汽辅助重力泄油方法

Info

Publication number: CN102518415A
Application number: CN2011104155436A
Authority: CN
Inventors: 席长丰; 周游; 王红庄; 李秀峦; 蒋有伟; 马德胜; 张忠义; 李晓玲; 刘春泽; 王伯军; 梁金中
Original assignee: China Petroleum and Natural Gas Co Ltd
Current assignee: China Petroleum and Natural Gas Co Ltd
Priority date: 2011-12-13
Filing date: 2011-12-13
Publication date: 2012-06-27
Anticipated expiration: 2031-12-13
Also published as: CN102518415B

Abstract

本发明实施例提供一种压裂单水平井蒸汽辅助重力泄油方法，所述压裂单水平井蒸汽辅助重力泄油方法包括：于油藏中将一水平井平行于地层倾角方向布置，水平井趾端位于水平井高部位，水平井跟端位于水平井低部位，将一直井布置于油藏构造高部位，且直井底部在水平井趾端的正上方，并利用水平井对其周围储层进行压裂改造；将水平井采用长管注，短管采的预热方式进行预热，直井采用低压吞吐生产，加热注采井附近地层并促进井间连通性；在生产阶段用直井连续注汽，将蒸汽加热的原油利用自身重力从水平井中产出。本发明实施例可以增加水平井段动用程度，提高油藏的采收率和开发效果。

Description

一种压裂单水平井蒸汽辅助重力泄油方法

技术领域

本发明涉及油田采油技术领域，特别涉及一种压裂单水平井蒸汽辅助重力泄油方法。

背景技术

超稠油原油粘度高，油层温度下脱气原油粘度大于50000mPa.s，目前新疆风城油田采用双水平井蒸汽辅助重力泄油(以蒸汽作为热源、依靠沥青及凝析液的重力作用开采稠油)技术(SAGD)。该过程以蒸汽作为热源、依靠降粘后原油自身重力开采稠油。如果双水平井想要获得好的开采效果，油层厚度必须大于15m。当油层厚度小于15m的极限值时，可以采用单水平井蒸汽辅助重力泄油技术。该技术只采用单水平井的内置长管注汽然后通过环空将油层内稠油采出。

单水平井SAGD技术发明于上世纪90年代，如PETROLEUM SOCIETY：2000-010，传统的单水平井SAGD采收率低，达不到经济有效开发的目的。单水平井SAGD开采的缺点比较明显，由于内管(携带蒸汽到趾端)隔热效果很难保证，内管和环空流体热交换很大，蒸汽很难有效通过内管到达趾端，因此蒸汽很容易在跟端采油处形成，另外单水平井热交换面积小，蒸汽消化能力小，汽腔扩展有限，采收率一般小于15％。

国外于20世纪70年代末期开始研究稠油开采中用直井的压裂(利用地面高压泵组，将高粘液体以高过地层吸收能力的排量注入井中，在井底憋起高压，当此压力大于井壁附近的地应力和地层岩石抗张强度时，便在井底附近地层产生裂缝)增产改造技术(FAST)，如SPE10707-PA。国内辽河油田于1997年在杜84块建立了一个试验井组。该方法首先压裂生产井和注汽井使其产生沟通的水平裂缝，再高压注入蒸汽保持注汽井和生产井的裂缝连通，然后进入生产阶段以注汽井稳定注汽，充分发挥了水平缝作为热流体运移的通道。由于FAST只是利用直井井组进行压裂，其裂缝的控制范围远低于水平井，未充分利用水平井采油速度快和井控程度高的特点。

发明内容

实施例提供一种压裂单水平井蒸汽辅助重力泄油方法，以提高油藏的采收率和开发效果。

为了达到上述技术目的，本发明实施例提供了一种压裂单水平井蒸汽辅助重力泄油方法，所述方法包括：

于油藏中将一水平井平行于地层倾角方向布置，水平井趾端位于水平井高部位，水平井跟端位于水平井低部位，将一直井布置于油藏构造高部位，且直井底部在水平井趾端的正上方，并利用水平井对其周围储层进行压裂改造；

将水平井采用长管注，短管采的预热方式进行预热，直井采用低压吞吐生产，加热注采井附近地层并促进井间连通性；

在生产阶段用直井连续注汽，将蒸汽加热的原油利用自身重力从水平井中产出。

优选的，在本发明的一实施例中，所述直井底部在水平井趾端的正上方3-4m处。

优选的，在本发明的一实施例中，所述预热时间为4-6个月。

优选的，在本发明的一实施例中，所述油藏满足以下条件：油藏深度＜1000m；油层厚度＞5m。

优选的，在本发明的一实施例中，所述油藏满足以下条件：油层厚度＞5m。

优选的，在本发明的一实施例中，所述油藏满足以下条件：油层平面渗透率＞500md，油层垂向渗透率＞200md。

优选的，在本发明的一实施例中，所述油藏满足以下条件：原油粘度＞2000mPa.s。

优选的，在本发明的一实施例中，所述油藏满足以下条件：含油饱和度＞50％。

优选的，在本发明的一实施例中，所述油藏满足以下条件：净毛比＞0.7。

上述技术方案具有如下有益效果：因为采用于油藏中将一水平井平行于地层倾角方向布置，水平井趾端位于水平井高部位，水平井跟端位于水平井低部位，将一直井布置于油藏构造高部位，且直井底部在水平井趾端的正上方，并利用水平井对其周围储层进行压裂改造；将水平井采用长管注，短管采的预热方式进行预热，直井采用低压吞吐生产，加热注采井附近地层并促进井间连通性；在生产阶段用直井连续注汽，将蒸汽加热的原油利用自身重力从水平井中产出的技术手段，所以达到了提高油藏的采收率和开发效果的技术效果。

附图说明

为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动性的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1为本发明实施例一种压裂单水平井蒸汽辅助重力泄油方法流程图；

图2为本发明应用实例压裂单水平井蒸汽辅助重力泄油技术方案设计图；

图3为本发明应用实例压裂后蒸汽扩展剖面示意图；

图4为本发明应用实例未压裂蒸汽扩展剖面示意图。

具体实施方式

下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。

压裂技术作为储层改造技术广泛运用于低渗透油藏中，但在稠油油田生产中竟处于试验研究阶段，尚未广泛使用。本发明创造性的将压裂技术引入到稠油单水平井生产中，以增加水平井段动用程度，提高油藏的采收率和开发效果。为了增加水平井段动用程度，提高油藏的采收率和开发效果，如图1所示，为本发明实施例一种压裂单水平井蒸汽辅助重力泄油方法流程图，所述方法包括：

101、于油藏中将一水平井平行于地层倾角方向布置，水平井趾端位于水平井高部位，水平井跟端位于水平井低部位，将一直井布置于油藏构造高部位，且直井底部在水平井趾端的正上方，并利用水平井对其周围储层进行压裂改造；

优选的，所述油藏满足以下条件：油藏深度＜1000m；油层厚度＞5m；油层厚度＞5m；油层平面渗透率＞500md，油层垂向渗透率＞200md；原油粘度＞2000mPa.s；含油饱和度＞50％；净毛比＞0.7。优选的，所述直井底部在水平井趾端的正上方3-4m处。

102、将水平井采用长管注，短管采的预热方式进行预热，直井采用低压吞吐生产，加热注采井附近地层并促进井间连通性；

优选的，所述预热时间为4-6个月。

103、在生产阶段用直井连续注汽，将蒸汽加热的原油利用自身重力从水平井中产出。

本发明实施例上述技术方案具有如下有益效果：因为采用于油藏中将一水平井平行于地层倾角方向布置，水平井趾端位于水平井高部位，水平井跟端位于水平井低部位，将一直井布置于油藏构造高部位，且直井底部在水平井趾端的正上方，并利用水平井对其周围储层进行压裂改造；将水平井采用长管注，短管采的预热方式进行预热，直井采用低压吞吐生产，加热注采井附近地层并促进井间连通性；在生产阶段用直井连续注汽，将蒸汽加热的原油利用自身重力从水平井中产出的技术手段，所以达到了提高油藏的采收率和开发效果的技术效果。本发明实施例单水井蒸汽辅助重力泄油技术引入水平井压裂技术，利用地下井筒附近地应力分布特点，控制裂缝优化油层内部缝长和半径，提高储层的导流能力。利用过热蒸汽加热地下稠油并利用其自身的重力采出。本发明实施例属于石油开发领域，特别涉及一种新型的稠油热采采油方法，结合水平井压裂技术和单水平井蒸汽辅助重力泄油技术双重优势，利用油层人造裂缝作为蒸汽和稠油运移优势通道，提高油层动用率和热能利用率，最终提高薄层超稠油的最终采收率。

本发明实施例具体具有以下优点：

1)单水平井SAGD的适用范围广：双水平井的生产方式极限值为大于15m的油层，当油层厚度较小时双水平井开发效果受限，因为注汽井和生产井间垂向上一般保持5m的距离，蒸汽腔可扩展高度受限，同时吨油操作成本将提高。单水平井适用的范围为大于5m的稠油油层，其适用油藏更广，一些处于经济极限边缘的超稠油油田利用此方法更能获得好的收益。

2)经济成本更低：目前国内钻双水平井时需要利用磁导向仪保持注采井间平行关系，其操作费用较高，利用单水平井和直井组合的方式可以很大程度上降低整体运营成本。

3)采收率提高：水平井压裂技术增加了稠油油藏热交换面积，水平井压裂后的裂缝也可作为流通通道，提高了注汽井的注汽能力；稠油油藏一般小于1000m，浅层稠油水平井受压裂时更易产生水平缝，相比水平井不压裂时易受蒸汽超覆效应影响，汽腔只在5-10m范围内形成，有裂缝时上部蒸汽腔的超覆趋势明显减弱，蒸汽腔在油层底部沿水平裂缝发育方向上扩展可达40-50m，最终采收率最高可达50％。

4)水平井与直井组合的SAGD生产方式更易稳定操作：目前现场使用1口水平井用于注汽和生产，通过长管将蒸汽送到水平井指端，蒸汽在输送过程中一部分热量传递给环空中液体，导致长管中蒸汽干度降低且热损失严重，日产油量低且含水高，生产不易控制。单水平井和直井组合的方式，操作更灵活方便，更易控制汽液界面减低汽窜的风险。

如图2所示，为本发明应用实例压裂单水平井蒸汽辅助重力泄油技术方案设计图，图2中包括：直井1、水平井2、压裂区域3，长管4，短管5。

本发明应用实例具体步骤操作流程如下：①判断油藏满足条件：油藏深度＜1000m；油层厚度＞5m；油层平面渗透率＞500md，油层垂向渗透率＞200md；原油粘度＞2000mPa.s；含油饱和度＞50％；净毛比＞0.7；②将一口水平井平行于地层倾角方向布置，水平井趾端位于水平井高部位，水平井跟端位于水平井低部位，直井布置于油藏构造高部位，且直井底部在水平井趾端的正上方3-4m处，并利用水平井对周围储层进行压裂改造提高导流能力；③预热阶段，水平井采用长管注，短管采的预热方式，直井采用低压吞吐生产，预热时间4-6个月，加热注采井附近地层并促进井间热连通性；④生产阶段用直井连续注汽，蒸汽加热的油层利用自身重力从水平井中产出。单水平井和直井组合构成了1对注采井组。压裂区域3为水平井压裂区域，判断裂缝的形态，一般根据最小主应力原理，裂缝总是产生于强度最弱、阻力最小的方向，即岩石破裂面垂直于最小主应力轴方向。一般情况下，地层埋深小于1000m时，垂直方向为最小主应力方向，因此形成水平缝；地层埋深大于1000m时，水平方向为最小主应力方向，因此形成垂直缝。

如图3所示，为本发明应用实例压裂后蒸汽扩展剖面示意图。图3中包括：注汽的直井11、蒸汽波及区域12、未波及区域13、压裂区域14。水平井压裂产生裂缝区域，压裂作用区域导流能力较强，蒸汽腔及热凝液将顺着裂缝扩展。如图3所示，受热面积垂直于直井段方向上扩展较远，未波及区域相对而言面积较少。整体看受热区域明显高于不压裂的情况，同时蒸汽的超覆趋势也受裂缝影响也有所减弱。

如图4所示，为本发明应用实例未压裂蒸汽扩展剖面示意图。图4中包括：注汽的直井21、蒸汽波及区域22、未波及区域23。蒸汽波及区域在不压裂时蒸汽超覆现象严重，最终开采效果要差于水平井压裂情况。

由上可见，本发明应用实例1)适用范围扩大，油层有效厚度大于5m的稠油，可以考虑使用该新技术；2)压裂规模可控制，优化缝长、缝宽和导流能力等参数优化，增加了油层热交换面积；3)因水平裂缝导流能力存在将提高蒸汽注汽速度，采油速度也会相应提高，降低了资金投入的风险，单水平井和直井组合的方式更易控制汽液界面，降低汽窜的风险；4)与双水平井SAGD相比，压裂单水平井SAGD其钻井成本相应降低，操作难度也降低了；5)与单水平SAGD相比，压裂单水平井SAGD，热效率提高且可以连续操作，保持了稳定的操作方式，最终采收率最高可达50％。

实例1：

油田区块数值模拟研究中，模型做了没有水平裂缝和有水平裂缝的对比。油藏基本参数：孔隙度30％，含油饱和度75％，渗透率1500md，油层厚度10m，油藏温度下原油脱气粘度50000mPa.s。注采参数：井底干度75％，蒸汽最大注入压力3.5MPa。裂缝基本参数：研究表明，裂缝的渗透率一般为几百到几千达西，缝宽一般为4-10mm，考虑到数值模拟模型网格最小0.2m，本次模拟裂缝的渗透率设为300000md(300达西)，模拟最大裂缝半径40m(井距一半)。

1)当模型不考虑裂缝时，最大注汽量只有50m³/d左右，最大日产油只有5m³/d，2220d时，累计油汽比只有0.09，采收率20％左右；

2)当模型考虑水平裂缝时，最大日注汽量可以达到100m³/d，最大日产油16m³/d，2220d时累计油汽比0.154，采收率68％。

实例2：

新疆某油藏深度200m，油层厚度15m，油层渗透率1500md，油层温度18℃；油藏温度下原油脱气粘度50000mPa.s，含油饱和度75％，油层倾角8°。注采参数：井底干度75％，蒸汽最大注入压力3.5MPa。裂缝基本参数：压裂缝宽为4-10mm，最大裂缝半径40m。

1)根据油藏特征进行筛选，符合压裂单水平井蒸汽辅助重力泄油筛选标准：油藏深度＜1000m；油层厚度＞5m；油层平面渗透率＞500md，油层垂向渗透率＞200md；原油粘度＞2000mPa.s；含油饱和度＞50％；净毛比＞0.7；

2)水平井段长设计为260m，一口水平井平行于地层倾角方向布置，趾端位于高部位，跟段位于低部位，直井布置于构造高部位，且直井底部在水平井趾端的正上方3-4m处，直井射开油层上部；

3)首先对水平段压裂，水平缝设计缝宽为4-10mm，最大裂缝半径40m；

4)预热阶段，水平井采用长管注，短管采的预热方式，直井采用低压吞吐生产，预热时间4-6个月，加热注采井附近地层并促进井间连通性。

5)生产阶段用直井连续注汽，蒸汽加热的原油利用自身重力从水平井中产出。

综上可见，本发明实施例是一种新型压裂单水平井蒸汽辅助重力泄油技术方案，和双水平井SAGD相比，单水平井方式扩大了SAGD的适用范围，降低了钻井成本；和单水平SAGD相比，采用单水平和直井组合的方式更易操作控制，热能利用率高，同时使用压裂技术增加了稠油油藏热交换面积，降低了蒸汽的超覆现象和提高了波及体积，提高了驱油效率。

以上所述的具体实施方式，对本发明的目的、技术方案和有益效果进行了进一步详细说明，所应理解的是，以上所述仅为本发明的具体实施方式而已，并不用于限定本发明的保护范围，凡在本发明的精神和原则之内，所做的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

Claims

1.一种压裂单水平井蒸汽辅助重力泄油方法，其特征在于，所述方法包括：

2.如权利要求1所述方法，其特征在于，所述直井底部在水平井趾端的正上方3-4m处。

3.如权利要求1所述方法，其特征在于，所述预热时间为4-6个月。

4.如权利要求1所述方法，其特征在于，所述油藏满足以下条件：油藏深度＜1000m；油层厚度＞5m。

5.如权利要求1所述方法，其特征在于，所述油藏满足以下条件：油层厚度＞5m。

6.如权利要求1所述方法，其特征在于，所述油藏满足以下条件：油层平面渗透率＞500md，油层垂向渗透率＞200md。

7.如权利要求1所述方法，其特征在于，所述油藏满足以下条件：原油粘度＞2000mPa.s。

8.如权利要求1所述方法，其特征在于，所述油藏满足以下条件：含油饱和度＞50％。

9.如权利要求1所述方法，其特征在于，所述油藏满足以下条件：净毛比＞0.7。